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2014年6月总第五十六期——【斯伦贝谢地学软件专栏】栏目 动态井控技术控制风险提高效率

□ 赵国玺 / 斯伦贝谢科技服务(北京)有限公司

当前的钻井操作正在向更深的海域、更高的温度和压力、更为复杂的井眼轨迹以及衰竭油层和高压油层的复合油藏的方向发展,而在高温高压井、深水井、大位移井、衰竭性油藏、高压气井、注水井等场合,地层孔隙压力和破裂压力之间的窗口变的非常狭窄, 达成这些钻井目标变得更加困难,因此钻这些复杂和高级井需要更为精细的计划编制和工程设计验证,对钻井风险评价和作业指导变得越来越重要。

钻井现场的错误判断将导致错误的操作处理,而发生在井控现场的误操作可能是非常危险的,一旦发生对于任何项目都可能导致成本显著增加、甚至导致严重的的井喷事故,为了降低井涌(Kick)的发生频率、精确预测井涌的安全阀值和及时处理井涌,在高级井设计中使用精确的动态井控模拟器是非常重要的;另外,分析井喷工况并评价压井操作规程,辅助分析井筒事故工况,评价环境风险与预期的井喷流量变得越来越重要,很多井喷事故都带来严重的后果:沉重的经济损失甚至人员伤亡、高昂的环境代价,像BP墨西哥湾等重大事故更加引起对井喷工况的分析和应急方案的高度重视。

斯伦贝谢公司为钻井的每个阶段提供动态井控、动态水力学和连接钻井与生产的共享软件,即从钻前准备、钻中问题处理、钻后分析报告的全生命周期解决方案,通过动态模拟整个钻井过程进行钻井设计验证和风险预测,实现动态井控目标、并把每一个钻井事件生成IADC报告,帮助用户提高钻井设计能力、预测和控制钻井风险、提高钻井效率,其中包括:激动与抽汲计算,钻井液评估与选择,精确ECD/ESD与温度等钻井参数计算,MPD钻井井控、双梯度钻井模拟,地面设备选型,套管计算与风险分析,Kick Tolerance(井涌安全裕量)计算,重新下钻时破除钻井液凝固影响,救援井设计,钻井应急预案和动态压井预案等。

斯伦贝谢公司的动态钻井模拟软件DrillBench是经过几十年不断的理论研究、现场实验并经过油田大量数据验证而得出的先进的钻井工程设计、动态模拟与作业软件。在其研究中心Rogaland Research汇聚了全世界200多位专家专门从事Drillbench的研发工作,并且在Stavanger一流的钻井试验场Ullrigg Drilling and Well Centre进行了长期细致的钻井全尺寸、全过程实验,另外还参与了世界各跨国石油公司联合工业项目研究,获取了世界各大油田或服务公司的大量数据并进行验证修正,其模拟计算结果与实测十分吻合,是唯一一个经过试验和实井测试验证的动态钻井模拟软件(测试压力达到 1500 bar,温度达到 220℃)。图3是实测验证结果(论文SPE/IADC 62728),红色曲线是DrillBench模拟结果,蓝色曲线是实井测试结果,两者非常吻合。DrillBench的多相流动态模型的精确性得到实验和实井验证,是区别其他软件的重要标志,得到用户高度认可。

ECD/ESD和温度计算

Drillbench结合了压力模型和二维温度模型, 不但可以精确计算ECD(井底压力)和温度变化,也是唯一一个可以精确计算ESD的软件工具,据统计大约有37%的井喷事故是在起下钻、下套管时发生的,因此,在起下钻前精确知道井筒各个位置的静态压力非常重要。如图4所示,DrillBench计算停止循环时、停止循环10小时、停止循环30小时及其达到自然条件下的静态压力分布。

泥浆选择

在钻井设计中,泥浆的选择非常重要,选择水基泥浆还是油基泥浆,油基泥浆的油水比例不同,泥浆的密度不同,对钻井产生的影响也很不一样,DrillBench允许你调整泥浆的类型、密度和流变性等进行敏感性分析,在一个图形窗口对不同的选择进行比较,从而验证泥浆选择的是否合适?并帮助你选择最合适的泥浆类型和密度。如图5,泥浆密度为1.86sg(红色曲线)和1.96sg(绿色曲线)都是不合适的,因为ECD都超出了破裂压力,而泥浆密度为1.76sg(蓝色曲线)时则是可行的。

MPD钻井-一次井控

当空隙压力和破裂压力非常接近时,钻井操作必须在非常小的窗口中进行,DrillBench为用户提供如何自动调节井口油嘴(阀门)以保持MPD钻井的压力稳定,即ECD保持在一个理想的位置。

DrillBench同时也支持双梯度钻井(DGD),双梯度钻井比常规钻井方法更能稳定ECD,如图6所示,绿色曲线是常规MPD钻井时的ECD变化,红色曲线则是双梯度钻井时的ECD变化,比较之下双梯度钻井对井底压力的控制更加稳定,更加适用于钻井窗口很小的钻井;双梯度钻井是深水钻井采用较多的方案。

井涌计算:二次井控

一旦发生气侵,而气体在井底会溶于油基钻井液,等到气体从钻井液析出时,往往BOP已经难以起到作用,而气体在接近井口时的急速膨胀可能使现场人员来不及正确处理而酿成事故,而连续可能发生的气侵将使得情况更加棘手。因此,准确预测气侵的产生和如何应对可能连续发生气侵的情况,对安全钻井操作至关重要,如图7动态模拟钻井液中的溶解气的运移、和溶解气析出钻井液变成自由气的过程,及其套管鞋处的压力变化。

在马来西亚一用户的小窄眼井的钻井支持中,用户认为Kick Tolerance 大大低于50BBL,无法成功完成钻井,斯伦贝谢利用DrillBench对Kick Tolerance重新进行计算,并得出抽汲井涌安全量为50BBL,最终在我们的支持下,不但成功钻井到设计的深度,并且减少了20“套管,为用户节省了200万美元。原套管设计:30”, 20”, 13-3/8”, 9-5/8”和 7”,实际完成: 30”, 13-3/8”, 9-5/8”和 7”。

井喷控制:三次井控

井喷控制的意义并不是在井喷发生后如何安全压井,更重要的是在钻前做好充分的准备工作,如完善的应急预案、救援井规划、完善的压井方案和压井程序。

斯伦贝谢的高级井喷控制软件OLGA ABC是唯一为钻井和井控工程师设计的关于三次井控即井喷的市场化应用工具,它可以对不同形式的井喷进行建模:如环空井喷、钻柱喷出、无钻柱井喷、BOP泄漏引起的井喷、海底井喷等。并支持不同的压井方案:顶部压井法、压回底层压井法、三文治压井、救援井压井等。OLGA ABC提供What-If 情景分析能力,分析井喷风险,并制定压井方案和压井操作程序,选择合适的压井泥浆密度、计算需要泥浆总量、确定压井泥浆泵的能力、确定压井时间等。

瞬态模拟不论在规划阶段还是在井喷发生后的井控事件的压井操作阶段都至关重要,瞬态模拟已经被证明是提高规划阶段和压井执行阶段的效率的主要因素,例如BP公司自1989年起就把OLGA作为一个非常有价值的工具来解决包括2009年在Montara(蒙达拉)、2010年在Macondo(马康多-墨西哥湾)发生的井喷事故,很多著名的井控公司如Wild Well Control、Add Energy、Boots& Coots、GUUD Well Control等都采用OLGA ABC为用户提供服务。

在BP关于2010年在Macondo(马康多-墨西哥湾)发生的井喷事故调查报告《Deep Water Horizon Investigation Report》中,大量事故分析都是通过OLGA软件的瞬态分析来完成的,OLGA并为用户提供救援井设计和动态压井方案,图9即摘自该报告。

转载于《石油与装备》杂志2014年6月总第五十六期

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